Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
[Lapangan Brian terletak pada bagian selatan Delta Mahakam dengan struktur geologi antiklin dengan sesar. Setelah 40 tahun diproduksi, lapangan ini memerlukan strategi pengembangan lapangan yang baru untuk meningkatkan produksi. Zona dangkal merupakan kandidat kuat untuk target produksi selanjutnya. Untuk merencanakan strategi pengembangan lapangan selanjutnya, diperlukan pemahaman karakterisasi reservoir & cadangan estimasi yang baik, penelitian ini mengusulkan metode yang mengintegrasikan geofisika, petrofisika dan pemodelan reservoar. Langkah-langkah penelitian yang telah dilakukan antara lain; 1) rekonstruksi struktur geologi bawah permukaan sebagai referensi pemodelan struktur 3 dimensi, 2) rekonstruksi distribusi facies dan zona prospek hidrokarbon menggunakan atribut RMS dan Analisis AVO, (3) perhitungan volume hidrokarbon. Hasil dari analisis AVO dapat menunjukkan respon gas yang cukup jelas pada reservoar E10-3, selanjutnya peta penyebaran facies batupasir channel di interpretasi dengan menggunakan atribut RMS seismik. Dengan pemodelan numerik reservoar pada reservoar E10-3 didapatkan cadangan gas yang ekonomis. Berdasarkan analisis AVO & pemodelan numerik reservoar, optimalisasi target sumur baru dapat dilakukan pada reservoar E10-3 di kedalaman -1000 mdpl agar dapat meningkatkan produksi hidrokarbon Lapangan Brian khususnya zona dangkal.;Brian Field is located in the southern part of the Mahakam Delta with geological structure of anticline with fault. After 40 years of production, this field requires field development of new strategies to improve production. Shallow Zone is a strong candidate for the next production targets. To plan a strategy of further field development, reservoir characterization and understanding required reserve estimates are good, this study proposes a method that integrates geophysical, petrophysical and reservoir modeling. The steps of research that has been conducted, among others; 1) reconstruction of the subsurface geological structure as the reference for the 3-dimensional modelling, 2) reconstruction of the facies distribution and hydrocarbon prospects Zone using RMS attributes and RMS AVO analysis, (3) calculation of hydrocarbon volumes. The results of the AVO analysis can show quite clearly that the gas response on the E10-3 reservoir, and then channel sandstone facies map distribution interpreted by using RMS seismic attributes. With reservoir numerical modeling in reservoir E10-3, resulting an economical gas reserves. Based on AVO analysis and numerical reservoir modeling, optimization targets new well can be done on Reservoir E10-3 in depth -1000mTVDSS in order to increase the production of hydrocarbons, especially Shallow Zone Brian Fields, Brian Field is located in the southern part of the Mahakam Delta with geological structure of anticline with fault. After 40 years of production, this field requires field development of new strategies to improve production. Shallow Zone is a strong candidate for the next production targets. To plan a strategy of further field development, reservoir characterization and understanding required reserve estimates are good, this study proposes a method that integrates geophysical, petrophysical and reservoir modeling. The steps of research that has been conducted, among others; 1) reconstruction of the subsurface geological structure as the reference for the 3-dimensional modelling, 2) reconstruction of the facies distribution and hydrocarbon prospects Zone using RMS attributes and RMS AVO analysis, (3) calculation of hydrocarbon volumes. The results of the AVO analysis can show quite clearly that the gas response on the E10-3 reservoir, and then channel sandstone facies map distribution interpreted by using RMS seismic attributes. With reservoir numerical modeling in reservoir E10-3, resulting an economical gas reserves. Based on AVO analysis and numerical reservoir modeling, optimization targets new well can be done on Reservoir E10-3 in depth -1000mTVDSS in order to increase the production of hydrocarbons, especially Shallow Zone Brian Fields]

Abstrak :

Gas alam adalah bahan bakar fosil berbentuk gas yang merupakan campuran hidrokarbon yang memiliki komposisi utama metana dan sisanya etana, propana, butana, isobutana, dan pentana. Selain hidrokarbon, gas alam juga mengandung gas pengotor (Inert gas) seperti helium (H), nitrogen (N), karbon dioksida (CO₂), serta karbon-karbon lainnya. Gas alam dapat dimanafaatkan sebagai bahan bakar seperti LNG dan LPG. Aktivitas pemboran pada tahun 2016 yang dilakukan pada 34 titik pengeboran dengan hanya mencapai rasio keberhasilan sebanyak 26% tidak adanya penambahan cadangan hidrokarbon yang berarti mengakibatkan penurunan cadangan gas bumi. Selain itu, adanya gas pengotor seperti CO₂ juga menimbulkan masalah pada peralatan produksi dan juga masalah lingkungan. Sehingga perlu adanya identifikasi gas hidrokarbon dan diskriminasi terhadap gas CO₂. Metode yang digunakan untuk identifikasi gas adalah Parameter Lame di mana paramter tersebut dapat membedakan efek yang diakibatkan oleh litologi dan fluida. Metode Batzle-Wang diaplikasikan untuk membedakan antar gas hidrokarbon dan gas CO₂ dengan mengestimasi properti fluida gas CO₂. Berdasarkan analisis hasil cross plot parameter Lamda-Rho dan Mu-Rho, kedua parameter tersebut dapat memisahkan dengan baik litologi serta mengidentifikasi kandungan fluida hidrokarbon. Daerah sekitar sumur C4 hidrokarbon berada pada kedalama 9930 – 9970 ft dan 10163 – 10210 ft dengan nilai Lamda-Rho 30 – 31.79 GPa*g/cc dan Mu-Rho 27 – 43 GPa*g/cc. Sedangkan berdasarkan analisis Batzle-Wang Vp tersaturasi gas CO₂ berada pada rentan 16000 – 17000 ft/s di mana masih berada pada rentang Vp tersaturasi gas hidrokarbon dengan sebaran pada reservoir berada pada sekitar sumur C4 berdasarkan analisis Parameter Lame dengan nilai Lamda-Rho CO₂ adalah 31.03 – 31.91 GPa*g/cc dengan Mu-Rho 37.9 – 44.2 GPa*g/cc.

---

Natural gas is a fossil fuel containing mixture hydrocarbons which has the main composition of methane and the rest ethane, propane, butane, isobutane, and pentane. Besides hydrocarbons, natural gas also contains impurity gases such as helium, nitrogen, carbon dioxide, etc. Natural gas can be used as fuel, such as LNG and LPG. Drilling activities in 2016 carried out at 34 points with only achieving a success ratio of 26%. It is effect in a decreasing in natural gas reserves. In addition, the presence of impurity gases such as CO₂, raises problems during production and environmental problems. So, it is necessary to identify hydrocarbon gas and discriminate to CO₂. The method used for gas identification is the Lame parameter where the parameters can distinguish the effects caused by lithology and fluid. The Batzle-Wang method is applied to distinguish between hydrocarbon gases and CO2 gas by estimating the fluid’s properties of CO₂ gas. Based on the analysis of result the parameters Lambda-Rho and Mu-Rho, both parameters can distinguish the lithology and identify the hydrocarbon fluid content. The area around the C4 is indicated hydrocarbon in 9930 - 9970 ft and 10163 – 10210 ft depth with Lambda-Rho 30 – 31.79 GPa*g/cc and Mu-Rho 27 – 43 GPa*g/cc. Based on the Batzle-Wang Vp analysis, saturated CO₂ gas is vulnerable at 16000-17000 ft/s where it is still in range Vp saturated hydrocarbon gas and distributed around the C4 well based on LMR analysis with CO₂ Lambda-Rho and Mu-Rho values are 31.03 – 31.91 GPa*g/cc and Mu-Rho 37.9 – 44.2 GPa*g/cc.

 

Abstrak :
Cekungan Sumatera Selatan merupakan salah satu cekungan yang sudah terbukti menghasilkan hidrokarbon di Indonesia. Tipe perangkap hidrokarbon yang berkembang selain perangkap struktural ada juga perangkap stratigrafi, dimana properti batuannya akan berbeda-beda secara lateral Pemodelan seismik inversi stokastik adalah inversi seismik dengan metoda geostatistik, dimana statistik dari data log sumur pemboran di integrasikan ke data seismik sehingga memberikan gambaran yang lebih baik mengenai karakterisasi reservoarnya. Kemudian data-data tersebut digunakan untuk mengestimasi properti batuan ditempat lainnya. Hasil penelitian ini menunjukkan bahwa peta probabilitas hidrokarbon baik pada horison A, B maupun C, mengindikasikan tingkat peluang mendapatkan hidrokarbon yang cukup tinggi dan mempunyai pola seperti pola struktur antiklinnya. Peta-peta probabilitas ini dapat digunakan untuk membantu pengembangan lapangan, dimana dapat dicari arah peningkatan nilai probabilitas hidrokarbonnya. Namun demikian hasil penelitian ini tidak dapat berdiri sendiri dan harus dibantu dengan data dan penelitian lainnya untuk memperkecil resiko eksplorasi lapangan minyak. ......South Sumatera basin is one of proven hydrocarbon's basin in Indonesia. This basin has various type of hydrocarbon?s trap, both structural and stratigraphic type, which have different reservoir properties laterally. Stochastic seismic inversion is a seismic inversion that using geostatistic method on its process, where the result of statistical analysis from well log data will be integrated to seismic data, to have a better reservoir characterization. Based on that model, we can estimate the reservoir properties for other place outside the well. The result of this study showing that, the hydrocarbon?s probability maps on horizon A, B and C indicating high probability of hydrocarbon in this area and usually have a pattern like its structural trap, in this case is an anticline structure. This hydrocarbon's probability maps can be useful to assist on field?s development, where we can investigate the distribution of hydrocarbon?s probability to find the direction of field's development. However, this study should be supported by other data and other research to minimize the risk on hydrocarbon's exploration.

Abstrak :
ABSTRAK
Cekungan Sumatera tengah merupakan salah satu cekungan prospek hidrokarbon di Pulau Sumatera. Dalam studi ini, dilakukan upaya identifikasi jenis dan zona prospek hidrokarbon berdasarkan konsep analisis deteministik dan fungsi bobot dari masing–masing parameter petrofisika. Objek dalam studi ini berupa reservoar shaly sand yang berada pada Formasi Bekasap dan Bangko, Lapangan Mandala, Sumatera Tengah. Sebanyak delapan data sumur digunakan sebagai data utama dalam studi ini, disamping data core yang digunakan sebagai pengontrol dari nilai properti petrofisika. Studi yang dilakukan meliputi kontrol kualitas dari data sumur hasil akuisisi, koreksi dari kondisi lubang bor, pemodelan litologi dan fluida formasi, dan perhitungan nilai properti petrofisika. Litologi pada resevoar ini merupakan shaly sand dengan metode pengukuran saturasi air menggunakan model persamaan Dual Water dan porositas menggunakan neutron-densitas. Hasil pemodelan menunjukkan bahwa seluruh sumur memiliki kolom oil yang potensial. Nilai properti petrofisika yang dihasilkan pada Lapangan Mandala berada pada kisaran kandungan lempung 35%, porositas 17%, saturasi air 69% dan permeabilitas 398.5 mD

---

ABSTRACT
Central Sumatera Basin is one of the hydrocarbon prospective basin in Sumatera Island. The objective of this study is for identifying of types hydrocarbon prospective zones based on deterministic analysis concept and weight function from it’s petrophysical parameter. Well data from eight wells is used as the main data in this study while core data is used as a controller for each results of petrophysical properties. The main target of this study is a shaly sand reservoir located in Mandala Field, Bekasap and Bangko Formation, Central Sumatera. Quality control of well data, environmental correction, lithology and fluid formation modeling, calculation of petrophysical properties value are included in this study. Water saturation has been analysed based on Dual Water saturation model because of shaly sand lithology and neutron-density are good indicator for porosity. Modeling result shows that each well has a potential oil column. Results of petrophysical properties value in Mandala Field is about 35% for clay volume value, 17% for porosity value, 69% for water saturation value and 398.5 mD for permeability value